Роль геохимических исследований углеводородных залежей в структурных зонах северного борта Прикаспийской впадины

Перспективы нефтегазоносности северного Прикаспийского осадочного бассейна связаны с отложениями девоно-карбоно-пермского комплекса, с массивными газоконденсатными залежами углеводородов (УВ) в коллекторах порового и кавернозно - трещинного типов. Для более детального изучения этой территории, применявшиеся геолого - геофизические комплексы были расширены, в частности, разработаны комплексы геохимических методов на основе физикогеологического моделирования и статистической обработки данных.

Наш научный подход на текущем этапе исследований ориентирован и основан на стремлении использовать принципы геохимии для изучения и понимания отдельных геологических явлений, на примере северозападной прибортовой нефтегазоносной области Прикаспийской впадины: Карачаганакской и Гремячинско-Тепловской площадей, Карачаганакско-Троицкой и Гремячинско-Тепловской зон нефтегазонакоплений (ЗНГН).

Результаты завершенных работ были представлены более детально в отчетах, а в более обобщенном виде в соответствующих публикациях [1-6 и др.].

В рамках данной работы рассмотрены вопросы комплексных исследований свойств органических веществ (ОВ), физико-химических свойств группового и индивидуального углеводородного состава различных типов растворимых органических веществ (РОВ), и нерастворимых органических веществ (НОВ), с привлечением реальных данных геолого-геохимических и геолого-геофизических исследований.

Месторождения УВ изучаемой территории связаны в основном с антиклинальными складками, причем большинство из них расположены в пределах свода, на своде и склонах которого находятся ЗНГН - как структурные, так и литологические, связанные с локальными поднятиями, выклиниванием и стратиграфическим срезанием. Так, в пределах поднятий фундамента выявлен самый глубокозалегающий терригенный комплекс - нижнедевонский. Описываемый комплекс развит повсеместно и вскрыт на глубинах 4860^5300 м -во внешней прибортовой зоне, 5750 ...6420 м - во внутренней и имеет толщину от 50 до 90 м. Литологически представлен известняками, переслаиванием гра-велитоов, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

По результатам работ и аналогии с сопредельными территориями в рассматриваемом регионе выделены следующие нефтегазоносные (НГН) и нефтегазоперспективные (НГП) комплексы с геоструктурными элементами, характеризующиеся чередованием мощных терригенных, карбонатных, гидрохимических толщ отложений [ 1]:

• -    эйфельский карбонатный НГН в составе бийского и афонинского горизонтов;

• -    живетско-нижнефранский карбонатно - терригенный НГН в составе воробьевского, ардатовского и пашийского горизонтов;

• -    турнейский карбонатный и нижневизейский карбонатно-терригенный НГП.

Роль геохимических методов представляется наиболее эффективной для исследований углеводородных залежей в условиях резкой неоднородности коллекторов. Основной акцент в намеченных исследованиях сделан на определение особенностей компо-нентосодержания легких и тяжелых УВ различных стратиграфических комплексов, изучение зависимости их состава и строения от способа и условий образования ОВ. Надежность размещения нефтяных скоплений здесь составляет от 3,5 до 6,5 км.

В целях раздельного прогноза использовались данные по составу НОВ, так как элементный и вещественный состав керогена дает возможность с высокой степенью достоверности определять генетический тип исходного ОВ и стадии его катагенеза. Более того, анализ углеводородного состава выделяющихся из керогена газообразных и жидких продуктов позволяет однозначно судить о преимущественно нефте- или газоносности вскрываемых осадочных толщ.

В связи с этим были выделены и изучены компоненты НОВ, характерные для наиболее распространенных литолого-стратиграфических комплексов подсолевых отложений различных ЗНГН Прикаспийской впадины: Гремячинско-Тепловской и Карачаганакской ЗНГН В этой связи значительное внимание за последнее время уделяется более конкретным проблемам распознавания типа уже открытых углеводородных скоплений.

Результаты изучения и анализа строения залежей УВ, свойств ОВ положены в основу геолого-геофизико-геохимической модели Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ), отражающей существенные особенности рассматриваемого объекта, что явится надежной основой успешного выполнения всех этапов работ по эффективному извлечению нефти и газа из недр в других ЗНГН.

Итак, первоначально, эти задачи решались на примере КНГКМ. Основные продуктивные горизонты успешно разрабатываемого КНГКМ приурочены к карбонатной формации от мощных каменноугольного и нижнепермского возраста (кавернозные доломиты и известняки), с переходом к терригенным формациям с незначительными толщинами сакмарского и кунгурского ярусов иреньского горизонта включительно [2].

Основываясь на ряде предложенных признаков, рассматриваемые флюиды можно отнести к вторичным газоконденсатным системам с нефтяной оторочкой. При изучении палеозойских отложений Карачага-нака удалось установить, что состав низкокипящих УВ, выделяемых из пород, отражает возможное наличие нефтяной, газовой или газоконденсатной залежи в исследуемых отложениях.

Теоретические обоснования эффектов, связанных с изучением проблем в растворах и на границе раздела фаз нефтегазоконденсатной структуры, возникающих в результате внешних воздействий (внешнее поле, изменение термодинамических параметров ТºС и Рпл., влияние сольвофобного растворенного вещества, гидрофобной поверхности и т.д.) строятся на базе ранних фундаментальных изложениях взаимосвязи УВ с физико-химическими свойствами горных пород, свойств растворов, определившие границы раздела фаз - газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) [4].

Проявление таких эффектов является принципиально важным не только для процессов гидратации макромолекул пластовых флюидов, но и для многих явлений в пластовых условиях, определяемых многочастичными другими эффектами, такими как микрогетерогенность, кластерообразование, ориентационные корреляции, перенос протонов в ассоциированных жидкостях и др. Эти закономерности также выявлены при исследовании изменений компонентного состава подвижной нефти во времени других месторождений северо-западной прибортовой нефтегазоносной области и южной части Прикаспийской впадины [2, 5].

Итак, результаты анализа свойств нефти по исследованному фонду скважин Гремячинско-Тепловского и Карачаганакского ЗНГН, позволили установить, что техногенное воздействие на нефть приводит к изменению компонентного состава подвижной нефти при разработке залежи. Причем, в процессе разработки КНГКМ содержание метана в составе подвижной нефти уменьшается, содержание этана, пропана, суммы бутанов, суммы пентанов меняется незакономерно и по абсолютной величине незначительно, содержание суммы компонентов С6+в закономерно растет. Содержание диоксида углерода в процессе разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию, а свободного азота - к снижению.

Выводы:

Подводя итог проведенным геолого - геохимическим исследованиям с учетом палеотермических данных, характеристики ОВ, мы прогнозируем следующее возможное размещение различных типов залежей в ряде ЗНГН северного борта Прикаспийской впадины:

• -    в пермских отложениях Гремячинско - Теплов-ской ЗНГН могут быть распространены нефтяные и газоконденсатные залежи (с нефтяной оторочкой) зоны слабого мезокатагенеза (стадии МК1-МК2);

• -    при переходе в каменноугольные отложения, где также распространен арконово-алиновый тип ОВ, а

• стадия его мезокатагенеза не превышает МК3, прогнозируется нефтяные и газоконденсатные системы переходной зоны;

  – в Карачаганакско-Троицкой зоне пермские и каменноугольные отложения характеризуются также наличием нефтяных и вторичных газоконденсатных залежей.